光伏發(fā)電接入系統(tǒng)電網(wǎng)設(shè)計方案

　　在《中華人民共和國可再生能源法》等政策引導(dǎo)下，近幾年，中國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)蓬勃發(fā)展。根據(jù)國家能源局的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2019年6月底，全國光伏發(fā)電累計裝機容量為 185 GW，同比增長約 20%，2019 年上半年光伏發(fā)電新增裝機容量為 11.4 GW，居全球第一。隨著國家新能源戰(zhàn)略的進一步深入，對光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計提出了更高的要求，因此進一步規(guī)范、優(yōu)化光伏發(fā)電系統(tǒng)的設(shè)計已成為一項緊迫的任務(wù)。

　　為進一步促進太陽能資源的合理開發(fā)，支持國家低碳經(jīng)濟的發(fā)展，實現(xiàn)光伏發(fā)電與電網(wǎng)建設(shè)的和諧健康發(fā)展，本文針對大型集中式光伏電站不同的裝機容量，以及與其裝機容量相匹配的電壓等級和電氣主接線方式，研究了不同裝機容量的集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案?！?/p>

　1 光伏發(fā)電系統(tǒng)　　

光伏發(fā)電是將太陽能轉(zhuǎn)換為電能的一種新型發(fā)電技術(shù) ［1］，太陽電池是此技術(shù)的關(guān)鍵元器件。根據(jù)類型不同，太陽電池可分為單晶硅太陽電池、多晶硅太陽電池和非晶硅薄膜太陽電池等；串聯(lián)后的太陽電池封裝組成的發(fā)電設(shè)備稱為光伏組件；光伏組件經(jīng)過串、并聯(lián)后形成光伏方陣；由光伏方陣、智能光伏匯流箱、光伏逆變器、升壓變壓器、高壓交流配電裝置及繼電保護裝置、通信設(shè)施等電氣設(shè)備組成光伏發(fā)電系統(tǒng)?！?/p>

　2 光伏方陣的設(shè)計　

　2.1 光伏組件的選擇　　

光伏組件的類型包括多晶硅光伏組件、單晶硅光伏組件和薄膜光伏組件等。由于多晶硅光伏組件在組件功率密度、單體組件功率、發(fā)電效率等技術(shù)指標(biāo)方面優(yōu)勢明顯，目前大型集中式光伏電站主要采用多晶硅光伏組件，其中，270 Wp多晶硅光伏組件的使用量較多且供貨量充足，性價比高。因此，本文以 270 Wp 多晶硅光伏組件為例，該光伏組件的主要技術(shù)參數(shù)如表 1 所示?！?/p>

　2.2 逆變器的選擇　

　光伏并網(wǎng)逆變器包括集中式、集散式及組串式等多種形式，在大型集中式光伏電站中，以集中式光伏并網(wǎng)逆變器為主，流經(jīng)光伏并網(wǎng)逆變器的電流經(jīng)升壓變壓器升壓后并入高壓電網(wǎng)。目前國內(nèi)大型集中式光伏電站常用的光伏并網(wǎng)逆變器額定輸出功率主要有 250、500、630 kW這 3 個等級。從電站運行安全及維護角度考慮，本設(shè)計方案選用目前技術(shù)成熟的單機容量為 500 kW 的光伏并網(wǎng)逆變器作為示例。該光伏并網(wǎng)逆變器的主要技術(shù)參數(shù)如表 2 所示。

　　2.3 光伏方陣的設(shè)計［2］　

　光伏方陣是由光伏組件串、并聯(lián)后組成，且光伏組件串聯(lián)后的直流電壓必須小于光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)的額定輸入電壓，串、并聯(lián)后的光伏組件總?cè)萘繎?yīng)小于單臺光伏并網(wǎng)逆變器的最大允許功率?！　?/p>

根據(jù)GB 50797-2012《光伏發(fā)電站設(shè)計規(guī)范》，光伏組件串、并聯(lián)數(shù)量需要與光伏并網(wǎng)逆變器相匹配，其具體取值如式 （1）、式 （2） 所示。

　　式中，N 為光伏組件的串聯(lián)數(shù)，N 取整數(shù)；Vdcmax 為逆變器允許的最大直流輸入電壓，V，由于本設(shè)計方案選用 500 kW 的光伏并網(wǎng)逆變器，其直流側(cè) MPPT 輸入電壓范圍為 460～1000 V，因此 Vdcmax 的取值為 1000 V；Vpm 為光伏組件的工作電壓，V，本設(shè)計方案取 30 V；Voc 為光伏組件的開路電壓，V，由于本設(shè)計方案選用 270 Wp 多晶硅光伏組件，因此 Voc 的取值為 37 V；t為光伏組件工作條件下的極限低溫，℃，本設(shè)計方案取 -20 ℃；t′ 為光伏組件工作條件下的極限高溫，℃，本設(shè)計方案取 50 ℃；Vmpptmin、Vmpptmax分別為光伏并網(wǎng)逆變器的最小、最大允許功率；Kv 為光伏組件的開路電壓溫度系數(shù)，%/℃，本設(shè)計方案取 -0.31%/℃；K′v 為光伏組件的工作電壓溫度系數(shù)，%/℃。　　

結(jié)合式 （1）、式 （2） 可知，N 的取值范圍為15《N《22，根據(jù)光伏組件的技術(shù)參數(shù)、逆變器的直流耐受電壓、MPPT 電壓和當(dāng)?shù)丨h(huán)境條件，比選得出本設(shè)計方案 N 的最佳取值為 20 塊 ［3］?！?/p>

　20 塊 270 Wp 多晶硅光伏組件串聯(lián)成 1 串光伏組串，則光伏組串的開路電壓為 740 V，工作電壓為 600 V，滿足光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)MPPT 輸入電壓范圍為 460～1000 V 的要求。以20 塊光伏組件為 1 個最小設(shè)計單元 （ 即 1 串光伏組串 ） 進行布置，光伏組件采用 2 塊縱向布置的方式固定在光伏支架上，且任意 2 塊光伏組件間留 20 mm 過風(fēng)縫。1 串光伏組串的布置圖如圖 1 所示，每個串聯(lián)回路的光伏組件容量為 5.4 kW。

　　每臺 500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器可連接的光伏組件并聯(lián)回路數(shù) M=550/5.4=102，1 串光伏組串串聯(lián)回路中每塊 270 Wp 多晶硅光伏組件的工作電流 Ipm 為 8.88 A（ 詳見表 1），則光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)總輸入電流 I=MIpm=102×8.88=905.8 A，滿足光伏并網(wǎng)逆變器直流側(cè)最大輸入電流為 1220 A的要求。每臺 500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器配套選用10 臺“12 進 1 出”規(guī)格的直流匯流箱。

　　3 1 MW 光伏發(fā)電單元的設(shè)計　

　本設(shè)計方案以 1 MW 光伏發(fā)電單元為例。光伏組串經(jīng)直流匯流箱接入光伏并網(wǎng)逆變器，逆變器集裝箱由 2 臺 500 kW 光伏并網(wǎng)逆變器組成 1 MW 發(fā)電單元，經(jīng)過 1 臺 1000/500/500 kVA 雙分裂升壓變壓器 （ 電壓變比：36.75±2×2.5%/0.315–0.315 kV；接線組別：D、Y11、Y11；阻抗電壓：Uk=6.5%） 組成 1 MW 逆變升壓單元，然后升壓至 10 kV 或 35 kV 后并入電網(wǎng)。1 MW 光伏發(fā)電單元的系統(tǒng)圖如圖 2 所示。

　　為避免前排光伏組件對后排光伏組件造成陰影遮擋，在進行光伏組件布置設(shè)計時的原則為：冬至日真太陽時 09:00～15:00 時南側(cè)的光伏組件對北側(cè)的光伏組件不構(gòu)成遮擋。為確保 1 MW 光伏發(fā)電單元的綜合效率，降低線纜損耗，本設(shè)計方案的光伏發(fā)電單元的光伏組件與逆變器的容配比按照小于 1.0:1.1 進行配置。1 MW 光伏發(fā)電單元的主要電氣設(shè)備情況如表3 所示。

　　4 集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案　　

集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案包括電力電量平衡、并網(wǎng)電壓等級選擇、接入電網(wǎng)方案、潮流計算、短路電流計算、無功補償裝置、電能質(zhì)量等。本文以實際工程經(jīng)驗及相關(guān)規(guī)程規(guī)范制定光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案。　

　4.1 短路電流計算　

　短路電流計算的目的是為了減小短路電流對設(shè)備造成的危害，以及減小短路電流對電網(wǎng)的影響范圍。斷路器、隔離開關(guān)等高壓設(shè)備的動、熱穩(wěn)定性按短路電流有效值校驗，電氣主接線、電網(wǎng)運行方式及限流措施均需根據(jù)短路電流的計算結(jié)果進行設(shè)計。額定短路開斷電流是斷路器、隔離開關(guān)所能開斷的最大短路電流，高壓設(shè)備額定短路開斷電流 ［4］ 標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)分別為 20、25、31.5、40、50 和 63 kA，根據(jù)實際工程經(jīng)驗及高壓設(shè)備標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)，典型設(shè)計方案中接入電壓等級不同時高壓電氣設(shè)備的額定短路開斷電流情況如表 4 所示?？筛鶕?jù)表 4 中的數(shù)據(jù)進行設(shè)備選型，但具體工程需按照實際計算數(shù)據(jù)進行校驗。

　　4.2 無功補償裝置 ［5］　　

光伏電站的裝機容量較大時，對于并入 110 kV 以下電壓等級電網(wǎng)的光伏電站而言，電站內(nèi)的集電線路、升壓變壓器及外送線路均會產(chǎn)生無功損耗，光伏電站配置的無功容量需按照光伏電站滿發(fā)時集電線路、升壓變壓器的感性無功容量及光伏電站外送線路感性無功容量的 50% 這三者之和進行配置。　　

升壓站為了補償升壓變壓器的無功損耗，減少線路的功率損耗和電壓損失，應(yīng)遵循無功補償?shù)脑瓌t進行無功補償設(shè)備選型。動態(tài)無功補償裝置 （SVG） 是基于 IGBT 逆變器的可控電流源型的補償裝置，不會發(fā)生諧波放大及諧振的問題，具有安全性與穩(wěn)定性好等優(yōu)點，且能夠提供從感性到容性的連續(xù)、平滑、動態(tài)、快速的無功功率補償，SVG 配置在光伏電站內(nèi)的 10 kV、35 kV 側(cè)。SVG 的容量按光伏電站裝機容量的 10%～30%進行配置，本設(shè)計方案取 20%?！　?/p>

4.3 電網(wǎng)接入系統(tǒng)的典型設(shè)計方案 ［6］　　

光伏發(fā)電電氣系統(tǒng)由若干個 1 MW 光伏發(fā)電單元的線路組成 1 路集電線路，集電線路接至10 kV 開關(guān)站或 35 kV 開關(guān)站；開關(guān)站由 1～10路不等的集電線路組成，每路集電線路的容量為1～10 MW，開關(guān)站容量為 1～100 MW。集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)根據(jù)光伏電站總裝機容量、設(shè)備選型及當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)的實際情況、經(jīng)濟性等技術(shù)要求選擇合適的接入電壓等級，形成的方案如表 5 所示。各電壓等級并網(wǎng)光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)的主接線圖如圖 3～圖 5 所示。

　5 結(jié)論　　

本文通過對標(biāo)準(zhǔn)的 1 MW 光伏發(fā)電單元進行設(shè)計，編制了大型集中式光伏電站電網(wǎng)接入系統(tǒng)典型設(shè)計方案，分別以 1～6、7～30、31～100 MW 的不同光伏電站裝機容量制定了 10、35、110 kV 電壓等級的電網(wǎng)接入系統(tǒng)方案，對高壓配電裝置額定短路斷開電流有效值進行規(guī)范，動態(tài)無功補償裝置補償容量進行統(tǒng)一，并對每個電壓等級的主接線形式進行了標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計。實際的光伏電站會受到所在地的太陽能資源、地理位置等因素的影響，且裝機容量有所不同，可在具體實施的工程中，根據(jù)光伏電站實際裝機容量按照本文的設(shè)計思路進行優(yōu)化設(shè)計。本典型設(shè)計有助于提高工程建設(shè)的效率和經(jīng)濟性，可有效解決當(dāng)前光伏電站設(shè)計、建設(shè)中存在的問題，對提供安全、可靠、清潔、綠色的電力保障具有重要意義。

　　作者 | 田曉軍 1*，張鐵壁 1，2，金坎輝 1

　　單位 | 1. 河北水利電力學(xué)院　2. 河北省工業(yè)機械手控制與可靠性技術(shù)創(chuàng)新中心

　　來源 | 《太陽能》雜志2020年第12期（總第320期）